CC BY
39
УДК 622.279
А.Н. Волков, В.И. Лапшин, А.В. Поляков, Л.В. Огданец
Характер поведения геохимических коэффициентов в области низких пластовых давлений в процессе разработки месторождения
Ключевые слова: Жизненный цикл газоконденсатного месторождения сопровождается сложными тер-газоконденсатное модинамическими процессами, обусловленными ретроградными явлениями. Для месторождение, недонасыщенной газоконденсатной залежи снижение пластового давления от началь-
поздняя стадия ного до давления начала конденсации характеризуется постоянством состава пла-
разработки, стового газа и содержания в нем конденсата. Снижение пластового давления ниже
геохимические давления начала конденсации приводит к выпадению конденсата в пласте и сни-
коэффициенты. жению его содержания в добываемом газе. Закономерности изменения состава и
свойств добываемых флюидов при разработке месторождений на режиме естествен-Keywords: ного истощения в области ретроградной конденсации изучены довольно хорошо.
gas condensate Вступление месторождения в завершающую стадию разработки сопровождается
field, late stage снижением пластового давления в область давления максимальной конденсации и
of development, ниже. Характер поведения газоконденсатной характеристики (ГКХ) в этой области
geochemical освещен не достаточно полно. Одними из первых затронули эту тему такие ученые,
coefficients. как А.Г. Дурмишьян, который рассмотрел изменения ГКХ VII горизонта месторож-
дения Карадаг [1], и А.Х. Мирзаджанзаде с соавторами, проанализировавшие газо-конденсатные залежи в штатах Юта и Техас [2]. Применительно к разрабатываемым в настоящее время месторождениям поведение ГКХ в области низких пластовых давлений изучалось на примере Вуктыльского и Оренбургского НГКМ [3, 4]. Имеющиеся данные в основном касаются изменения содержания углеводородов (УВ) С5+ в пластовом газе, а также физико-химических свойств добываемого конденсата. На поведении этих характеристик базировались выводы о процессах, происходящих в пласте, степень проявления которых во многом может быть обусловлена влиянием различных геолого-физических факторов. Поэтому оценка информативности дополнительных признаков, позволяющих диагностировать, в частности, развитие прямого испарения, представляет интерес.
В качестве диагностических признаков направленности ретроградных процессов газоконденсатной системы в области низких пластовых давлений, характерной для завершающей стадии эксплуатации газоконденсатных месторождений, рассмотрено поведение общеизвестных геохимических коэффициентов (С2-С4/С5+, С3-С4/С5+, С1-С4/С5+, С1/С2-С4, С5+/С6+, С5/С5+, С5-С6/С7+), разработаных на основаннии изучения состава пластового газа. Данные коэффициенты на практике совместно с другими геолого-промысловыми характеристиками залежи чаще всего используются для определения ее типа [5]. При выборе коэффициентов учитывалась существующая ранее практика ограничения представления состава пластового газа по вышеки-пящим УВ с их объединением в группы С„+.
На первом этапе оценивалась информативность коэффициентов на основе результатов математического моделирования. При этом математическая модель создавалась на примере реальных промысловых и экспериментальных данных, полученных в ходе проведения газоконденсатных исследований (ГКИ) и изучения фазового поведения пластовой газоконденсатной системы. По результатам моделирования определена направленность изменения геохимических коэффициентов в процессе снижения давления, имитирующего разработку месторождения в режиме естественного истощения.
Сравнение результатов опыта дифференциально-контактной конденсации
и данных PVT-модели
Давление, МПа 22,7 20,0 17,0 15,0 13,0 11,0 8,0 5,0 0,1
Конденсатонасыщенность, % 0,0 1,3 3,1 4,0 4,5 4,6 4,4 3,9 2,8
Отклонение PVT-модели от эксперимента, % 0,0 -0,7 0,5 2,8 1,9 1,5 -0,2 -0,2 -4,4
Далее на примере разрабатываемого месторождения проведено сравнение поведения геохимических коэффициентов, рассчитанных по результатам математического моделирования, и фактических промысловых данных. В ходе оценки характера изменения геохимических коэффициентов изучалась газоконден-сатная система, составленная из проб нестабильного конденсата и газа сепарации месторождения Томской области. Газоконденсатная система характеризуется следующим мольным составом, %: N. - 3,8; С02 - 0,6; С! - 79,5; С2 - 5,1; С3 - 4,1; С4 - 2,7; С5 - 1,3; С6 - 0,7; С7+ - 2,2. Содержание конденсата в пластовом газе составляет 196 г/м3. Молярная масса стабильного конденсата - 107,5 г/моль, плотность - 0,72 г/м3, тип конденсата метановый.
Экспериментальными исследованиями на установке фазового равновесия определили предельную насыщенность газокон-денсатной системы при следующих пластовых термобарических условиях: давление рпл = 22,7 МПа, температура /пл = 82 °С. Путем проведения опыта дифференциально-контактной конденсации получены данные по изменению конденсатонасыщенности. Опыт дифференциально-контактной конденсации заключается в поэтапном снижении давления за счет увеличения объема РУР-ячейки посредством перемещения поршня при сохранении постоянства массы пробы. Затем после измерения объема выпавшей жидкой фазы при стабилизации системы осуществляется выпуск газа из РУТ-ячейки при поддержании текущего давления до достижения первоначального объема РУТ-ячейки.
Условия и результаты экспериментальных исследований представлены в таблице. Давление максимальной конденсации УВ-системы по стабильному конденсату находится в области 6 МПа (результаты дифференциальной
PVT - в данном случае акроним от англ. Pressure, Volume, Temperature, обозначает взаимозависимость параметров давления, объема и температуры.
конденсации), а по нестабильному конденсату - в области 12 МПа, при этом насыщенность достигает значений порядка 4,6 %. При давлении 0,1 МПа насыщенность системы снижается до 2,8 %.
В дальнейшем на основе экспериментальных исследований была подготовлена PVT-мо-дель исследуемой газоконденсатной системы. Математическое моделирование выполнялось с использованием модуля PVTx программного комплекса Tempest (версия 7.1.1) компании Roxar. PVT-модель фазового поведения пластовой УВ-системы строилась на основе трехпа-раметрического кубического уравнения состояния Пенга-Робинсона согласно подходу, предложенному в работе [6].
В ходе математического моделирования для обеспечения гибкости настройки PVT-модели проводилась разбивка фракции УВ С7+ на 3 псевдофракции по методу К. Витсона (англ. C. Witson) [7]. В основе метода лежит предположение о том, что вероятностная плотность распределения фракций в группе C+ определяется трехпараметрической гамма-функцией. Процедура характеристики псевдофракций пластового флюида осуществлялась с использованием корреляций, Тву, Ли-Кеслера и Кес-лера-Ли [8]. Обеспечение сходимости экспериментальных и расчетных данных выполнялось на основе последовательного применения регрессий. Подгонка давления начала конденсации проводилась по коэффициентам парного взаимодействия между метаном и псевдофракциями группы С7+, а данных изменения конден-сатонасыщенности эксперимента дифференциально-контактной конденсации - по коэффициентам уравнения состояния Qa и Qb. По итогам минимизации результирующей функции расхождение между расчетным и экспериментальным давлением начала конденсации составило 0,02 %, а в целом по конденсатонасыщен-ности не превышает 4,4 % (см. табл. 1). Таким образом, в результате адаптации была получена хорошая сходимость данных и подготовлена
РУТ-модель, наиболее близко описывающая реальную газоконденсатную систему.
Моделирование эксперимента дифференциально-контактной конденсации с шагом снижения давления 0,5 МПа позволило более детально оценить изменение состава добываемого газа в процессе снижения давления (рис. 1).
Анализируя полученные данные, можно отметить, что для промежуточных компонентов С2-С4 до давления максимальной конденсации по насыщенному конденсату (12 МПа) мольное содержание в газе изменяется незначительно, а затем плавно нарастает. Применительно к неуглеводородным компонентам СО2, N существенных изменений в процессе снижения давления в мольном содержании не происходит. Для группы УВ С5+ до давления максимальной конденсации по стабильному конденсату Рмк (6 МПа) наблюдается заметное снижение мольного содержания, а после его прохождения - увеличение. Для метана отмечается рост значений мольного содержания до давления 8,5 МПа, а затем следует их падение.
На основе полученных данных были рассчитаны выбранные геохимические коэффициенты: С2-С4/С5+, С3-С4/С5+, С-С4/С5+, С1/С2-С4, С5+/С6+, С5/С5+, С5-С6/С7+. На рис. 2
представлена динамика изменения геохимических коэффициентов в процессе снижения давления. Видно, что в процессе снижения давления в области Рм.к = 6 МПа наблюдается характерное изменение поведения геохимических коэффициентов, отражающих различные соотношения между легкими УВ С1-С4 и группой УВ С5+. Остальные коэффициенты имеют тенденцию к росту значений, максимум которых с разной степенью интенсивности локализуется ниже области Рм к (6 МПа) и находится в области 3 МПа. Исключение составляет коэффициент С1/С2-С4, который на отрезке снижения давления от 22,7 до 10 МПа незначительно увеличивается, а далее начинает плавно уменьшаться.
Информативность геохимических коэффициентов для диагностирования развития прямого испарения на основе данных о составе пластового газа апробирована на примере Западно-Соплесского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ) с использованием результатов контроля ГКХ в процессе разработки. Западно-Соплесское месторождение расположено в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Начальное содержание УВ С5+ составляло 345 г/м3. Тип конденсата метановый. Пластовая температура - 92 °С.
82
о4
СЗ
3
л £ а
и «
о
81
80
79
6,0
4,5
10 15
Давление, МПа
20
25
о4
3,0
1,5
£ а
¡и1 «
о о и о к
0,0
С^СЩ;
N2;
С02:
С,:
Сз:
С4:
С5
Рис. 1. Изменение компонентного состава газа в процессе снижения давления
0
5
60
^ 50
О I
о
а Ё
т 8
и £
к го
40
30
20
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
10 15
Давление, МПа а
20
25
0
5
Рис. 2. Изменение геохимических коэффициентов: а - коэффициенты С^С/С^., С1/С2-С4, С2-С4/С5+, С3-С4/С5+; б - коэффициенты С5+/С6+, С5-С6/С7+, С5/С5+
2,0
О
и
+
с/
/
еГ
т о н
я ^
я я я
к х
Я ^
5
я со
1,4
0,8
0,2
• • • • • т _ • • ^^^ •
/г- • • • - • • ■ _ _ • • • • • •
. . .4, .§ * . • • • • г • • •
• * •
11 14
Давление, МПа б
17
10
20
О
и
о
СЙ
н
я ^
я я я
я
я ^
5
Я го
С1 С4/С5.
С1/С2 С4.
Рис. 3. Изменение коэффициентов по различным УВ в составе пластового газа Западно-Соплесского НГКМ при снижении давления:
а - коэффициенты С^С4/С5+, С2-С4/С5+, С3-
С /С •
4 5+'
б
коэффициенты С5+/С6+, С5/С5+, С^С2-С4
8
6
4
5
8
С -С /с
С -С /с ■ «с /с
с5/с5+
Текущее пластовое давление находится ниже области давления максимальной конденсации, которое согласно фактическим промысловым данным диагностируется в диапазоне давлений 7-10 МПа. По сравнению с результатами экспе-
риментальных исследований на РУТ-установке эта область смещена в сторону более низких давлений.
На рис. 3 продемонстрированы построенные зависимости изменения геохимиче-
ских коэффициентов при снижении давления по различным УВ в составе пластового газа Западно-Соплесского НГКМ. Видно, что закономерности по коэффициентам, отражающим различные соотношения между легкими УВ С^О, и группой УВ С5+, идентичны зависимостям, выявленным по данным, полученным в ходе математического моделирования на основе результатов экспериментальных исследований природной газоконденсатной системы (см. рис. 2). Связь между коэффициентами по жидкой фазе (С5+/С6+ и С5/С5+) прослеживается хуже из-за ограниченности промысловой информации. Однако и при этом явно заметно, что значения коэффициентов имеют разную величину и направленность в области давлений до и после максимальной конденсации. Исключение составляет коэффициент С1/С2-С4, зависимость поведения по которому не удалось выявить ввиду разброса фактических данных.
Таким образом, по результатам математического моделирования, основанного на экспериментальных данных, установлен характер поведения геохимических коэффициентов в области низких пластовых давлений, который подтверждается промысловой информацией. В промысловой практике геохимические коэффициенты, отражающие различные соотношения между УВ, могут быть использованы для диагностирования характера ретроградных процессов, происходящих в пласте. Детализация состава пластового газа еще на стадии экспериментальных исследований поможет расширить выбор наиболее информативных коэффициентов применительно к конкретному месторождению.
Список литературы
1. Дурмишьян А. Г. Газоконденс атные месторождения / А.Г. Дурмишьян. - М.: Недра, 1979. - 335 с.
2. Мирзаджанзаде А.Х. Разработка газоконденсатных месторождений / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Г. Дурмишьян, А.Г. Ковалев и др. - М.: Недра, 1967. - 356 с.
3. Долгушин Н.В. Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений
с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности: дис. ... д-ра тех. наук / Н.В. Долгушин; защита 18.10.07; утв. 14.03.08. - М., 2007. - 400 с.
4. Иванов С.И. Анализ фазовых превращений пластовых систем при разработке Оренбургского месторождения / С.И. Иванов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2007. - № 12. - С. 4-24.
5. Чахмахчев В.А. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоконденсатных локальных объектов / В.А. Чахмахчев, А.А. Аксенов,
Е.А. Барс и др. - М.: ИГиРГИ, 1993. - 335 с.
6. Волков А.Н. Подход к созданию PVT-модели пластового газа газоконденсатного месторождения / А.Н. Волков, А.В. Поляков,
B.В. Смирнов // Инновации в нефтегазовой отрасли: науч.-техн. сб. в 4 ч. Ч. 2: Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования нефтегазоконденсатных пластовых систем. - Ухта: Филиал
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, 2015. -
C. 27-37.
7. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский. - М.: Грааль, 2002. - 575 с.
8. Riazi M.R. Characterization and properties of petroleum fractions / M.R. Riazi - 1st ed. -Philadelphia, 2005. - 407 p.
